Размещено на http://www.allbest.ru/

Условия применения штанговых насосов

насос оборудование подземный штанговый

Выбор насоса осуществляется с учетом состава откачиваемой жидкости (наличие песка, газа и воды), ее свойств, бита и глубины его спуска. Диаметр НКТ выбирают в зависимости от типа и условного размера насоса.

В целом скважинные штанговые насосы обеспечивают откачку продукции с обводненностью до 99%, абсолютной емкостью до 100 мПа\с, содержанием твердых механических примесей до 0,5%, свободного газа на приеме до 25%, объема содержанием сероводорода до 0,1%, минерализацией воды 200 мг/л и температурой до 130°С.

Различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы.

Невставные насосы характерны тем, что их основные узлы- цилиндр и плунжер - спускаются в скважину раздельно. Рабочий цилиндр насоса спускается в скважину на насосно-компрессорных трубах и является прямым продолжением колонны труб, а плунжер насоса в сборе с всасывающим и нагнетательным клапанами спускается в трубы на штангах. Вставной же насос в собранном виде спускается на штангах. НСВ целесообразно применять и скважинах с небольшим дебитом при больших глубинах спуска.

Коническая поверхность кольца служит опорой для конуса наcoca. Конус насоса и опорное кольцо не позволяют откаченной жидкости возвращаться в скважину. Они изготавливаются из нержавеющей стали марки 30Х13 и тщательно обрабатываются. Плунжерный насос, выполненный в виде усеченного конуса, нижней части имеет шесть разрезов.

Насос НСВ 1 (смотри лист 2 графической части) включает цилиндр (поз. ), плунжер (поз. ), замок (поз. ), нагнетательный (поз. ), всасывающий (поз. ) и противопесочный (поз. ) клапаны. Всасывающий клапан ввернут в нижний конец цилиндра а нагнетательный--плунжера. Для повышения надежности (долговечности насоса эти клапаны выполнены сдвоенным) парами «седло -- шарик». Вверху плунжера имеется шток с переводником под штанги. Замок и противопесочный клапан размещены в верхней части цилиндра.

Насос НСВ2 в отличие от насоса НСВ1 имеет замок в нижней части цилиндра. Насос сажается на замковую опору нижним концом. Это освобождает цилиндр насоса от циклической растягивающей нагрузки и позволяет значительно увеличит глубину подвески насосов. Если максимальная глубина спуск насосов НСВ1 не превышает 2500 м, то для насосов НСВ2 он составляет 2500-3000 м.

Цилиндр невставного (трубного) скважинного насоса присоединяется к колонне НКТ и вместе с ней спускается в скважину. Плунжер НСН вводится через НКТ в цилиндр вместе с подвешенным к нему всасывающим клапаном на насосных штангах. Чтобы не повредить плунжер при спуске его диаметр принимают меньшим внутреннего диаметра НК примерно на 6 мм. Применение НСН целесообразно в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска большим межремонтным периодом. Для смены насоса (цилиндра) необходимо извлекать штанги и трубы.

Насос НСН1 состоит из цилиндра, плунжера, нагнетательного и всасывающего клапанов. В верхней части плунжер размещается нагнетательный клапан и шток с переводнике под штанги. К нижнему концу плунжера с помощью наконечника на захватном штоке свободно подвешивается всасывающий клапан. При работе клапан сажается в седло корпус, Подвешивать всасывающий клапан к плунжеру необходим для слива жидкости из НКТ веред их подъемом, а также для замены клапана без подъема НКТ. Наличие захватного шток внутри плунжера ограничивает длину его хода, которая в насосах НСН1 не превышает 0,9 м.

В насосе НСН2 в отличие от насоса НСН1 нагнетательный клапан установлен на нижнем конце плунжера. Для извлекания всасывающего клапана без подъема НКТ используете ловитель (байонстный замок), который крепится к седлу на нагнетательного клапана. Ловитель имеет две фигурные канавы для зацепления. В клетку всасывающего клапана ввинчен шпиндель (укороченный шток) с двумя утолщенными шпильками. После посадки всасывающего клапана в седло корпус поворотом колонны штанг на 1--2 оборота против часовой стрелки добиваются того, что шпильки шпинделя скользят по канавкам ловителя и всасывающий клапан отсоединяется от плунжера. Захват осуществляется после посадки плунжера шпиндель при повороте колонны штанг по часовой стрелке.

Насос НСН2 выпускается с верхним и нижним креплениями цилиндра к НКТ. Во втором случае цилиндр насоса нижним концом устанавливается в муфте НКТ посредством переводника, а верхний конец его свободен, то есть цилиндр разгружен. Аналогично насосу НСВ2 максимальная глубина спуска насосов НСН2 с нижним креплением по сравнению с насосами НСШ, а также НСН2 с верхним креплением, увеличивается соответственно с 1200м 1500м до 2200м.

Технико-эксплуатационная характеристика ШСНУ

Основное подземное оборудование включает: подъемный лифт, штанговый насос. Вспомогательное подземное оборудование с учетом осложняющих факторов эксплуатации включает: сепарирующее устройство; фильтр - заглушка на приеме насоса; дозатор ингибиторов парафиноотложений и коррозии; клапан - отсекатель; ловитель приемного клапана и автосцеп колонны штанг; скребки - центраторы ( или просто центраторы ) колонны штанг; активатор магнитный скважинный; демпфирующее устройство (амортизатор ) колонны штанг; сливной клапан; клапан для перепуска газа из затрубного пространства в выкидную линию; отсекатель устьевой сальниковый.

Исходя из условий разработки месторождения ( интенсивность выноса механических примесей, эффективность располагаемых методов предупреждения и борьбы с отложениями парафина в лифтовых трубах ), применяются штанговые насосы вставного и невставного типа. В условиях отсутствия причин, приводящих к заклиниванию насосов из-за выноса механических примесей и применения эффективных способов предупреждения парафиноотложений в лифтовых трубах предпочтение должно отдаваться встав

ным насосам.

В таблице 4 приведена технико-эксплуатационная характеристика ШСНУ, в качестве типовой скважины принимаем скважину 7201.

Технико-эксплуатационная характеристика скважины 7201:

- Перфорированная толщина - 5,6 м;

- Диаметр э/колонны - 146 мм;

- Коэффициент продуктивности - 0,24 т/с.атм.;

- Тип качалки - ИР-9Т;

- Тип насоса - СВ2-38;

- Глубина спуска насоса - 1300 м.;

- Число качаний - 7;

- Длина хода - 1,2 м.;

- Динамический уровень - 5м.;

- Давление буферное - 16атм.;

- Давление пластовое - 197атм.;

- Давление забойное - 159атм.;

- Дебит жидкости - 9 м3;

- Дебит нефти - 2,4 т/сут;

- Обводненность - 70%;

- Коэффициент подачи - 0,66;

- Газовый фактор - 84.

Выбор оборудования и установление режима работы ШСНУ скважины №7201

Исходные данные:

Глубина скважины Lс=2190м

Пластовое давление Рпл=19,7

Забойное давление Рзаб=15,9 МПа

Давление насыщения нефти газом Рнас=10,2 МПа

Давление в затрубном пространстве Рзатр=1,4 МПа

Устьевое давление Ру=1,6 МПа

Газовый фактор Го=84м3\м3Средняя температура скважины Т=303К

Плотность пластовой воды pв=1000кг\м3

Плотность нефти рн=930кг\м3

Плотность газа (при стандартных условиях) рг=1,4кг\м3

Объемный коэффициент нефти в=1,16

Коэффициент продуктивности К=2,4т\сут. МПа

Объемная обводненность продукции пв=70%

Диаметр эксплуатационной колонны Дэкс=146мм

Вязкость нефти v=2,5/10-6м2\с

1) Определяем фактический дебит скважины по формуле (с. 39 Л.)

Qф=К·(Рпл-Рзаб), т\сут (1)

где К - коэффициент продуктивности, т\сут. МПа

Рпл - пластовое давление, МПа

Рзаб - забойное давление, МПа

Qф=2,4(19,7-15,9)=9,12 т\сут

2) Определяем глубину спуска насоса по формуле (с.103 Л.)

Lн=Нф-(Рзаб-Рпр.опт)·106\?см·g, м (2)

где Нф - расстояние от устья до верхних отверстий фильтра, Нф=2184м

Рпн.опт - оптимальное давление на приеме насоса, МПа Рпр.опт=0,3Рнас=0,3·10,2=3,1 МПа

Рнас - давление насыщения нефти газом

?см - плотность смеси, кг\м3

?см=?в·nв+?н·(1-nв), кг\м3

где ?в - плотность пластовой воды, кг\м3

Пв - объемная обводненность продукции

?н - плотность нефти

?см=1000·0,7+930·(1-0,7)=979 кг\м3

Lн=2184-(15,9-3,1)·106\979·9,81=851,2 м

3) Определяем объемную теоретическую подачу

Qоб.т=Qф\?см·??, м3\сут (3)

где ? -коэффициент подачи, ?=0,6\0,8

?см =979 кг\м3=0,979 т\м3

Qоб.т=9,12\0,979·0,7=13,2 м3\сут

4) По диаграмме А.Н.Адонина (с.150 Л. ) выбираем диаметр насоса, который для Lн=851 и Qж=13,2 м3\сут равен 28 мм. По таблице IV.23 (с.208 Л. ) выбираем насос НСВ1-28 2-й группы посадки с зазором ?=100мкм в плунжерной паре

5) Колону НКТ для насоса НСВ1-28 в соответствии с таблицей IV.40 (с.223 Л. ) выбираем с условным диаметром 60мм и толщиной стенки 5,5 мм.

6) Определяем объемный коэффициент нефти по формуле (с.223 Л. ) для давления на приеме насоса

в(Рпр)=1+(вн-1)·(Рпр-0,1\Рн-0,1)1/4 , (4)

в(Рпр)=1=(1,16-1)·(3,1-0,1\10,2-0,1)1/4=1,12

7) Объем растворенного газа по формуле (с.223 Л. )

Vгр=Го(Рпр-0,1\Рн-0,1)С, м3\м3 (5)

С- коэффициент сепарации , с=0,454

Vгр=84(3,1-0,1\10,2-1)0,454 =50,5 м3\м3

8) Расход свободного газа определим по формуле (с.223 Л. )

Qг=(Го-Vгр) ·Z·Ро·T\Pпр·То·Qнс, м3\с (6)

где Qн.с-дебит скважины Qн.с=9,12т\сут=9,12\0,979·86400=1,08·10-4 м3\с

Z - коэффициент сжимаемости газа, Z=1

Qг=(84-50,5)1·0,1·303\3,1·293·1,08·10-4 =1,21·10-4 м3\с

9) Подачу жидкости определим по формуле (с.223 Л. )

Qж= Qнс·в(Рпр)+Qв, м3\с (7)

Qж=1,08·10-4·1,12+0=1,21·10-4 м3\с

10) Определяем газовый фактор в НКТ по формуле (с.223 Л. )

Для этого находим:

10.1) Коэффициент сепарации

?с=(D2-d2)\D2\1+36,5·Qж\0,785D2 , (8)

где D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны; D=130мм

d - условный диаметр НКТ

?с =(0,1302-0,062)\0,1302\1+36,5·1,21·10-4\0,785·0,1302=0,59

10.2) Газовый фактор в НКТ

Готр=Го-(Го-Vгр)·?с , м3\м3 (9)

Готр=84-(84-50,5)·0.59=64,2 м3\м3

10.3) Давление насыщения в трубах

Рнтр=0,1+(Рн-0.1)·(Готр\Го)1/0,454, МПа (10)

Рнтр=0,1+(10,2-0,1)·964,2\84) 1/0,454 =5,69 МПа

11) По кривой распределения давления в НКТ (рисIV.19 с.222 Л. ) находим давление на выходе насоса Рвык =7,5 МПа средняя плотность смеси в колонне НКТ:

?=(Рвык-Ру)\Lн·g, кг\м3 (11)

?=(7,5-1,6)·106\851,2·9,81=706,6 кг\м3

12) Определим максимальный перепад давления в клапанах при движении через них продукции скважины согласно таблицеIV.41 (с.224 Л. ) dклв=20мм. Dклн = 11 мм : Расход смеси через всасывающий клапан

Qкл=Qж+Qг ; (12)

Qг=(Готр-Vгр)·Z·Ро·Т·Qнс\Рпр·То, м3\с

Qг=(64,2-50,5)·1·0,1·303·1,08·10-4\3,1·293=4,93·10-5 м3\с

Qкл=(1,21·10-4+4,93·10-5 )=1,7·10-4 м3\с

Максимальная скорость движения смеси в седле всасывающего клапана:

Vmax=4·Qкл\d2клв, м\с (13)

Vmax=4·1,7·10-4\0,022=1,7 м\с

Число Рейнольдса:

Reкл=dклв·Vmax\?ж (14)

Reкл=0,02·1,7\2,5·10-6=1,36·10-4

По зависимости коэффициента расхода клапана от числа Рейнольдса, определяем коэффициент расхода клапана Мкл=0,4

Перепад давления во всасывающем клапане :

?Р клв= Vmax2·?ж\2·Мкл2, МПа (15)

?Рклв=1,72·930\2·0,42=0,084 МПа

Определим перепад давления на нагнетательном клапане Поскольку Рвык = 7,5 МПа Рнтр = 5,69 МПа

В(Рнтр)=1+(1,16-1)·(5,69-0,1\10,2-0,1)1/4=1,14

Qж(Рнтр)=Qнс·в(Рнтр), м3\с

Qж(Рнтр)=1,08·10-4·1,14=1,23·10-4 м3\с

Vmax=4·1,23·10-4\0,0112=4,1 м\с

Re=0,011·4,1\2,5·10-6=1,8·104

Мкл=0,4; ?Рклн=4,12·930\2·0,42=0,049 МПа

Давление в цилиндре насоса при всасывании Рвсц и нагнетании Рнгц и перепад давления, создаваемый насосом ?Рнас, будут следующими:

Рвсц=Рпр-?Рклв, МПа (16)

Рвсц=3,1-0,084=3,02 МПа

Рнгц=Рвык+?Рклн, МПа

Рнгц=7,5+0,049=7,55 МПа

?Рнас=Рнгц-Рпр=7,55-3,1=4,45 МПа

13) Определим утечки в зазоре плунжерной пары по формуле

qут=0,36dпл·??·(Рвык-Рвсц)\?ж·lпл·?ж, м3\с (17)

где dпл -диаметр плунжера, м

? -зазор в плунжерной паре

lпл - длина плунжера, м

qут=0,36·28·10-3·(10-4)3·(7,5-3,02)·106\ 2,5·10-6· 1,2·930=1,62·10-5 м3\с

Чтобы определить коэффициент утечек, нужно знать расход смеси при давлении Рвсц:

Qж(Рвсц)·Qж(Рпр)=Qж=1,21·10-4 м3\с

Vгр(Рвсц)=64,2(3,02-0,1\5,69-0,6)0,454=47,8 м3\м3

Qг(Рвсц)=(64,2-47,8)·1·0,1·303·1,08·10-4\ 3,02·293=0,6·10-4 м3\с

Qсм(Рвсц)=(1,21·10-4+0,6·10-4)=1,82·10-4 м3\с

Коэффициент утечек определяются по формуле (с.212 Л. )

Lут=qут\[2Qсм(Рвсц)] (18)

Lут=1,62·10-5\2·1,82·10-4=0,045

14) Определим коэффициент наполнения ?н:

R=Qг(Рвсц)\Qж(Рвсц) (19)

R=0,6·10-4\1,21·10-4=0,49

?н =1- mвр·R\1+R-lут (20)

где mвр - относительный объем вредного пространства

?н =1-0,1·0,49\1+0,49-0,045=0,59

15) В соответствии с получением коэффициента наполнения определим подачу насоса Wнас, обеспечивающую запланированный дебит нефти:

Wнас=Qж(Рвсц)\?н, м3\с (21)

Wнас=1,21·10-4\0,59=2,06·10-4 м3\с

Зная диаметр насоса, находим необходимую скорость откачки:

Sпл·n=60·Wнас\0,785d2пл ; м3\с (22)

Sпл·n=60·2,06·10-4\0,785·(0,028)2=20 м\мин

По диаграмме А.Н.Адонина для заданного режима рекомендуется использовать станки - качалки 4СК-3-1,2-700 или 5СК-6-1,5-1600.

Первый из них не подходит, так как не обеспечивает необходимую скорость откачки (для этого станка Sn max=1,2·15=18 м\мин

Поэтому следует ориентироваться на станок 5СК-6-1,5-1600 (S=1,5м, n=15 мин-1)

16) При выборе конструкции штанговой колонны воспользуемся таблицами АзНИИ ДН. По таблице IV.25(Л стр. 215) для насоса диаметром 28 мм выбираем двухступенчатую колонну штанг из углеродистой стали марки сталь 40 ([?пр]=70 МПа диаметрами 16 и 19 мм соотношениями длин ступеней 36.66%. Предельная длина такой колонны1480м, следовательно длина ступеней 503м и 977м. В нашем случае глубина спуска насоса 851м, поэтому длины ступеней будут составлять 503 м и 348 м.

Скорректируем длину ступеней за счет наличия тяжелого низа. Для расчета его веса определим силы сопротивлений, сопротивления в нагнетательном клапане

Рклн=?Рклн·Fпл, Н (23)

Рклн=0,049·0,785·0,0282=30,14

Силу трения плунжера о стенки цилиндра при откачке обводненной продукции

Ртр пл = 1,84·dпл\?-137, Н (24)

Ртр пл = 1,84·0,028\10-4-137 = 378,2 Н

Вес тяжелого низа найдем, как сумму сил сопротивлений:

Ртн = Рклн+Ртр пл, Н (25)

Ртн = 30,1+378,2 = 408,3 Н

Определяем длину тяжелого низа, приняв для него штанги диаметром 25 мм

Lтн = Ртн\(qшттн·g·Карх), м (26)

где Карх = (?шт-?)\?шт

Карх = (7850-706,6)\7850 = 0,91

Lтн = 408,3\(4,1·9,81·0,91) = 11 м

Уменьшение длины нижней ступени колонны штанг за счет наличия тяжелого низа

?L = lтн(qшт тн\qшт1-1), м (27)

?L = 11·(4,1\1,67-1)=16 м

Тогда длина ступеней:

L1=503-16=487 м L2 = 364 м

Принимается конструкция колонны штанг диаметром 16.19 мм с длинами ступеней 487 м и 364 м

Рассчитаем потери хода плунжера и длину хода полированного штока по формулам (Л с. 227)

?шт = Рж·Lн\Е·(Е1\fшт1+E2\fшт2), м (28)

где Е - модуль упругости материала штанг; Е = 2·105 МПа

Еj - доля длины ступени с площадью поперечного сечения fшт , в общей длине штанговой колоны Lн; fтр площадью сечения подъемных труб по металлу

Гидростатическая нагрузка определяется по формуле (Л стр 227 )

Рж = (Рвык - Рвсц)·Fпл = (7,5-3,02)·106·0,785·0,0282=2,76·103 Н

?шт = 2,76·103·851,2\2·1011·0,57\0,785·0,0162+0,43\0,785·0,0192) = 0,05 м

?тр = Рж·Lн\E·fтр, м (29)

?тр = 2,76·103·851,2\2·1011·6,15·10-4=0,019 м

?=?шт+?тр=0,05+0,019=0,07 м

Критерий динамичности ? для данного режима находим по формуле (Л стр 211)

??= WLн\а (30)

где W - угловая скорость вала кривошипа,

W = Пn\30; рад\с W = 3,14·15\30 =1,57 рад\с

где Lн - глубина спуска насоса, м

А - скорость звука в материале штанг ,м\с

А-4900 м\с - для двухступенчатой колонны

? = Пn·Lн\30·а=3,14·15·851,2\30·4900 = 0,27

Поскольку ? = 0,27 > ?кр = 0,20 определяем длину хода сальникого штока при динамическом режиме по формуле (Л стр. 211)

S = (Sпл + ? )соs?, м (31)

S = (1,5+0,07)·cos0,27 = 1,513 м

Для дальнейших расчетов принимаем ближайшую стандартную длину хода станка-качалки 5СК - 6 - 1,5 -1600 S = 1,513, тогда для сохранения прежней скорости откачки определяем уточненное число качаний:

H = 1,513·15\1,5 = 15,13 мин-1

Тогда W = Пn\30=3,14·15,13\30=1,58 рад\с

Длина хода плунжера при S = 1,513

Sпл = (S\cos? ) - ?, м (32)

Sпл= (1,513\cos0,27) - 0,07 = 1,51 м

?? = Sпл\S (33)

?? = 1,51\1,513 = 0,99

Коэффициент подачи штанговой насосной установки определим по формуле (Л стр.228)

?под = ??·?ус, (34)

?под =0,99·0,59·0,89 = 0,52

Определим нагрузки, действующие в точке подвески штанг: вес колонны штанг в воздухе по формуле (Л стр. 228)

qшт1 g(L1-Lтн)+qшт2·gL2+qшт тн·g·Lтн, кН (35)

Ршт = 1,67 9,81 (487 - 11) +2,35 9,81·364 +4,02·9,81·11 = 16670,24 = 16,67 кН

штанг в жидкости

Ршт = Ршт·Карх, кН (36)

Ршт = 16,67·0,91 = 15,2 кН

Вычислим коэффициент m и ? в формулах А.С.Вирновского (Л стр.213)

M=?W2·S\g (37)

M =?1,572·1,5\9,81 = 0,61

??= ?шт\?; (38)

? =0,05\0,07 = 0,71

Определим вибрационные и инерционные составляющие нагрузки при ходе вверх и вниз по формулам (Л стр.213)

Рвибв =1,09·m·?(0,91·? -?шт\S)·Ршт·Рж, кН (39)

Рвиб в = 1,09·0,61·?(0,91·0,71-0,05\1,5)·16,67·2,76 = 3,53 кН

Рвиб·н = 0,81·m·?(1,32·? -?шт\S)·Рш·Рж (40)

Рвибн = 0,81·0,61·?(1,32·0,71- 0,05\1,5)·16,67·2,76 = 3,19 кН

Ринв = 0,594 m·0,91 - 2 шт \ (S ) Ршт , кН (41)

Ринв = 0,594·0,61 0,91 - 2·0,05 \ (1,5·0,71 )·16,67 = 3,0 кН

Ринн = 0,328·m1,32 - 2·0,05 \ (1,5·0,71 ) ·16,67 = 2,5 кН

Определим поправочные коэффициенты для динамических составляющих экстремальных нагрузок по формулам ( Л стр 213 )

Кдин в = 2,042·(dпл·10 ) (43)

где dпл - диаметр плунжера , м

К динв = 2,042·(0,028·10 ) =1,03

Кдинн = 2,754·(dпл·10 ) (44)

Кдинн = 2,754·(0,028·10 ) =1,04

Нагрузки при ходе вверх и вниз находим по формулам ( Л стр 213)

Рmax = Ршт +Рж +Кдин в (Рвид в +Ринв ) , кН (45)

Рmax = 15,2 + 2,76 + 1,03·(2,76 +3,0 ) = 23,9 кН

2,76 - вибрационная составляющая экстремальной нагрузки не может быть больше гидростатической , поэтому принято Рвиб в = Рж

Рmin = Ршт - Кдин в (Рвиб н + Ринн ) , кН (46)

Рmin = 15,2 - 1,03·( 3,19 + 2,5 ) = 9,34 кН

19. Рассчитываем напряжение в штангах по формулам ( Л стр. 229 )

max = Рmax \ fшт ,мПА (47)

max = 23,9·10 \0,785·0,019 = 84,5 МПа

min = Рmin \ fшт , МПа (48)

min = 9,34·10 \ 0,785·0,019 = 33 МПа

а = 1\2 ( max - min ) ,МПа (49)

а = 1\2 (84,5 - 33 ) = 25,75 МПа

пр = max·а, МПа (50)

пр = 84,5·25,75 = 46,6 МПа

20. Крутящий момент на валу редуктора определяем по формуле (Л стр.229):

(Мкр) max = 300·S + 0,236·S·(Рmax - Pmin) ,Н.м (51)

(Мкр)max = 300·1,5 + 0,236·1,5·(23,9 - 9,34 ) = 455,2 Н·м

21. Подберем окончательно станок - качалку. По результатам расчета установлено :Р max 23,9 кН ; (Мкр )max = 455,2 Н.м; S = 1,5 м ; n = 15,13 мин Этим условиям отвечает станок - качалка 5СК6 - 1,5 1600.

22.Подберем электродвигатель для станка - качалки.

Полезную мощность определим по формуле ( Л стр 229 )

Nпол = Qнс \ 1 - n \ 100 (Рвык - Рпр ) , Вт (52)

Nпол = 1,08·10 /1 - 70/100·(7,5 - 3,1 )·10 = 1584 Вт

КПД подземной части установки определим по формуле ( Л стр 229 )

Пч = 0,85 - 2,1·10 (S·n ) (53)

Пч = 0,85 - 2,1·10 (1,5·15) = 0,74

За КПД электродвигателя и станка-качалки принимаем их средние значения

Эд = 0,77 ; ск = 0,80, тогда общий К.П.Д

= пч·Эд·Ск (54)

= 0,74·0,77·0,80 = 0,46

а полная мощность, затрачиваемая на подъем жидкости :

N = Nпол \ , Вт (55)

N = 1584 \ 0,46 = 3443,5 Вт = 3,4 кВт

Выбираем электродвигатель по таблице . 20 (Л стр 254 )

АОП-51-4

Осложнения возникающие при эксплуатации скважин штанговыми насосами

При эксплуатации скважин штанговыми насосами негативное влияние на работу насоса оказывает попутный газ.

При высокой скорости жидкости и малой скорости всплывания пузырьков эффективен винтовой якорь , основанный на инерционном принципе. Смесь жидкости и газа, поступая в якорь через отверстия фильтра, совершает винтовое движение, направляемое поверхностью винта. Под действием центробежной силы частицы жидкости перемещаются к стенке корпуса якоря, а пузырьки газа--к боковой поверхности стержня винта. Двигаясь далее вверх, газ попадает в газоотводную трубку и в затрубное пространство. Клапаном предотвращают поступление жидкости и газа из затрубного пространства в трубку. Этот якорь может использоваться в качестве вставного якоря вместе со вставным насосом.

Коэффициент сепарации якорей существенно зависит от расхода жидкости. А. М. Пирвердян показал, что наиболее эффективен двухкорпусный якорь-зонт. Ему несколько уступает однокорпусный якорь-зонт. При дебитах более 25 м3\сут тарельчатый якорь с газовыпускными трубками более эффективен, чем обычный тарельчатый якорь.

Пакерный якорь (якорь-трап) -- модификация якоря-зонта. В этом случае к приему насоса подвешивается якорь. Газожидкостная смесь из-под пакера отводится по трубке в затрубное пространство выше динамического уровня, где газ сепарируется, а дегазированная жидкость поступает на прием насоса. Отрицательное влияние песка в продукции сводится к абразивному износу плунжерной пары, клапанных узлов и образованию песчаной пробки на забое. Песок также при малейшей негерметичности НКТ быстро размывает каналы протекания жидкости в резьбовых соединениях, усиленно изнашивает штанговые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в искривленных скважинах. Даже при кратковременных остановках (до 10--20 мин) возможно заклинивание плунжера в насосе, а при большом осадке--и заклинивание штанг в трубах. Увеличение утечек жидкости, обусловленных абразивным износом , и размывом, приводит к уменьшению подачи ШСНУ и скорости восходящего потока ниже приема, что способствует ускорению образования забойной пробки. А забойная пробка существенно ограничивает приток в скважину. Снижение дебита вследствие износа оборудования и oбpaзования песчаной пробки вынуждает преждевременного ремонта для замены насоса.

Можно выделить следующие четыре группы методов борьбы с песком при насосной эксплуатации.

1. Наиболее эффективный метод--предупреждение и регулирование поступления песка из пласта в скважину. Первое осуществляют посредством либо установки специальных фильтров на забое, либо крепления призабойной зоны, а второе-- уменьшением отбора жидкости. При этом целесообразно обеспечить плавный запуск песочной скважины последовательным увеличением длины хода, числа качаний или подливом чистой жидкости в скважину через затрубное пространство (20-- 25% от дебита).

2. Обеспечение выноса на поверхность значительной части песка, поступающего в скважину.

Если при заданных диаметрах труб и штанг условие не выполняется, то можно уменьшить диаметр подъемных труб (или подобрать соответствующее сочетание подъемных труб и штанг), применить насосные установки с трубчатыми штангами, установить под насосом хвостовые трубы, спускаемые в зону перфорации, либо осуществить подкачку (подлив) чистой жидкости (нефти, воды) в затрубное пространство. Применение хвостовика уменьшает высоту пробки, образующейся на забое при остановке. При подливе затрачивается дополнительная энергия на подъем подливаемой жидкости, однако при этом исключается возможность прихвата насоса и хвостовика песком, заклинивания плунжера за счет уменьшения объемной концентрации песка в потоке.

3. Песочные якори (сепараторы) и фильтры, устанавливаемые у приема насоса, осуществляют сепарацию песка от жидкости. Работа песочных якорей основана на гравитационном принципе. В якорях прямого и обратного действия жидкость изменяет направление движения на 180°, песок отделяется под действием силы тяжести и осаждается в песочном «кармане», при заполнении которого якорь извлекают на поверхность и очищают.

В последнее время в разработку вовлекаются месторождения с высоковязкими нефтями. Основной способ подъема таких нефтей на поверхность -- штанговый скважинный насосный. Это объясняется малодебетностью скважин и экономической неэффективностью других способов. В процессе эксплуатации возникают осложнения, вызванные силами гидродинамического трения при движении штанг в жидкости, а также движения жидкости в трубах и через нагнетательный и всасывающий клапаны. Вредное влияние гидродинамических сил трения сводится к увеличению максимальной нагрузки, уменьшению минимальной нагрузки и коэффициента полезного действия ШСНУ. При откачке нефтей с вязкостью более 500 мПа\с может происходить «зависание» штанг в жидкости при ходе вниз. С целью уменьшения влияния вязкости применяют различные технические приемы и технологические схемы добычи. При откачке высоковязких нефтей используют специальные двухплунжерные насосы, увеличивают диаметр НKT, насоса и проходные сечения в клапанах насоса, устанавливают тихоходный режим откачки (уменьшают число качаний до 3--4 мин"' и длину хода до 0,6--0,9 м). Силы гидродинамического трения прямо пропорциональны скорости откачки.

Снижения вязкости откачиваемой жидкости можно достичь подливом растворителя (маловязкой нефти) в затрубное пространство (10--15% расхода добываемой нефти) или воды (для получения двухфазного потока нефти в воде), подогревом откачиваемой жидкости у приема насоса или закачкой горячего теплоносителя в затрубное пространство.

Известны также различные технологические схемы насосной добычи, согласно которым штанги помещают в среду маловязкой нефти или воды в НКТ, а продукция скважины поднимается по затрубному пространству выше пакера.

При обводненности продукции 0,4--0,8 водонефтяные эмульсин обладают высокой вязкостью, а гидродинамические силы трения достигают наибольшей величины. Если эмульсия неустойчивая, то на забое осаждается вода, что вызывает рост забойного давления. С целью снижения забойного давления можно применить хвостовик или увеличить глубину спуска насоса, если этому не препятствует отсекатель загруженности станка-качалки. При откачке эмульсии типа нефть в воде возрастают износ, утечки, снижается усталостная прочность штанг, повышается их обрывность.

При добыче парафииистой нефти происходит отложение парафина на стенках НКТ. В результате этого сужается поперечное сечение труб, возрастает сопротивление движению жидкости и перемещению колонны штанг, увеличивается нагрузка на голову балансира СК, нарушается его уравновешенность, уменьшается коэффициент подачи. Отдельные комки парафина, попадая под клапаны насоса извне, могут нарушить их герметичность. При подъеме штанг во время ремонта плунжер или вставной насос срезает парафин со стенок НКТ и образует над собой сплошную парафиновую пробку, которая выталкивает нефть из труб и загрязняет территорию возле скважины. Иногда становится невозможным подъем колонны штанг из-за уплотнения парафина.

Для борьбы с отложениями парафина применяют такие же методы, кик и при фонтанной и газлифтной эксплуатации.

Если интенсивность отложения парафина невелика, то при каждом подземном ремонте поднимают трубы на поверхность и удаляют из них парафин пропариванием с помощью паропе-редвижной установки.

Пропарку труб осуществляют в работающей скважине. Для этого с помощью паропередвижной установки в затрубное пространство подают пар, который через насос поступает в насосно-компрессорные трубы. Трубы нагреваются, парафин расплавляется и смывается потоком. Смесь нефти, воды и парафина по выкидной линии поступает на сборный пункт. Вместо пара подают и нагретую нефть.

Широко применяется метод депарафинизации с помощью пластинчатых скребков. Скребки крепят хомутами к штангам на расстоянии друг от друга не более длины хода плунжера. Ширина скребка на 5--8 мм меньше диаметра НКТ. Насосные установки оборудуют штанговращателями. Колонна насосных штанг с укрепленными на них скребками поворачивается при каждом ходе вниз, при этом боковые грани скребков срезают парафин со стенок труб.

Мероприятия направленные на повышение эффективности и надежности работы установок штанговых насосов

В ЦДНГ наиболее распространенными мероприятиями, направленными на повышение эффективности и надежности работы установок штанговых насосов являются :

1.Динамомитрирование.

2.Горячая промывка

3.Оптимитизация:

а) спуск насоса другой производительности;

б) спуск газопесчанного якоря;

в) спуск хвостовика;

4.Использование устьевых сальников местного производства.

Диаграмму нагрузки на устьевой шток в зависимости от его хода называют динамограммой, а ее снятие - динамометрированием ШСНУ. Оно осуществляется с помощью динамографа. В зависимости от принципа работы различают

Механические, гидравлические, электрические, электромагнитные, тензометрические и другие динамографы. В наиболее распространенном гидравлическом динамографе типа ГДМ-3 действующая на шток нагрузка передается через рычажную систему на мембрану камеры, заполненную жидкостью (спиртом или водой) где создается повышенное давление.

Для снятия динамограммы измерительную часть динамографа вставляют между траверсами канатной подвески штанг, а нить приводного механизма самописца прикрепляют к неподвижной точке (устьевому сальнику). Масштаб хода изменяют сменой диаметра шкива самописца (1:15,1:30,1:45), а усилия - перестановкой опоры месдозы и рычага (40,80 и 100 кН).

Изучение динамограммы позволяет определить максимальную и минимальную нагрузки, длины хода штока и плунжера, уеснить динамические процессы в колонне штанг, выявить ряд дефектов и неполадок в работе ШСНУ и насоса.

Охрана труда и противопожарные мероприятия. Охрана труда при эксплуатации скважин штанговыми насосами

К работе допускаются лица, достигшие 18-летнего возраста, прошедшие в установленном порядке инструктаж, обучение и проверку знаний по охране труда, техники безопасности и пожарной безопасности, имеющие удостоверение соответствующей формы.

Работники должны быть обеспечены спецодеждой, спецобувью и средствами индивидуальной защиты в соответствии с действующими нормами.

Осмотр, текущий ремонт и обслуживание станков-качалок осуществляются оператором по добыче нефти и газа.

Нормальная работа станка-качалки требует обеспечение смазки в соответствии с специфическими условиями работы, регулярного хода, надежной затяжки гаек на крепительных болтах, хорошего уровновешивания, правильного монтажа и центровки приводных ремней, остановка и запуск в соответствии с указаниями поставщика и т. д.

Однако в случае несоблюдения правил безопасности, все эти операции могут вызвать травмы обслуживающего персонала.

При работе возможны следующие основные опасности и вредные факторы: травмирование работника вращающимися и движущимися частями механизмов в случае отсутствия или неисправности ограждения.

При выполнение работ оператором по добыче нефти и газа, применять исправный инструмент, согласно перечня,

утвержденного главным инженером НГДУ

Требования безопасности перед началом работы

Проверить и привести в порядок спецодежду и средства индивидуальной защиты. Проверить наличие и исправность инструментов и приспособлений.

Осмотреть место проведения работ, чтоб на площадке обслуживания и около станка-качалки не было посторонних предметов, во избежания получения травмы

До начала ремонтных работ на скважине, оборудованной ручным автоматическим и дистанционным управлением станком-качалкой, нужно отключить пусковое устройство.

Вблизи пускового устройства должны быть прикреплены щитки с надписью “Внимание! Пуск автоматический''.

Требования безопасности во время работы.

Станок-качалка должен иметь ограждения вращающихся узлов. Рабочее пространство около станка-качалки должно быть чистым, без лишних предметов.

Одежда обслуживающего персонала не должна иметь висящих частей, которые могут быть захвачены вращающимися узлами станка-качалки.

Запрещается снятие или монтаж клиновидных ремней посредством пуска двигателя на непродолжительное время или прежде до его полной остановки. Правильное выполнение этой операции осуществляется посредством перемещения двигателя вдоль его салазок. Прикрепление полированного штока каната на головки балансира, а также прикрепление его к насосной головке в случае подземного ремонта скважин осуществляется при помощи исправного кабельного зажима.

Все вращающиеся части станка-качалки (кривошипы с противовесами, шатуны траверса , балансир и головка балансира) должны вращаться свободно, не задевая ни какие предметы в своем пути.

Перед пуском станка-качалки в работу следует установить на место ограждения, убрать с редуктора и со станка-качалки инструмент и другие предметы, убедиться в отсутствии людей около движущихся частей и только после подачи сигнала о пуске включать станок-качалку в работу. При посторонних стуках и шумах в узлах станка-качалки его следует остановить. Об остановке скважины на ремонт или осмотр необходимо сообщить диспетчеру, мастеру и сделать запись в вахтовом журнале. Обнаруженные неисправности должны быть устранены или станок-качалка должен быть остановлен для выполнения необходимых ремонтных работ. При набивке устьевого сальника его крышка должна быть надежно укреплена на полированном штоке. Канатная подвеска должна заменяться, если: оборванна одна из прядей ; на шаге свивки каната число оборванных проволок составляет более 10%; канат вытянут или сплюснут и его наименьший диаметр составляет 75% первоначального; одна из прядей каната вдавлена в следствии разрыва сердечника каната. Работа по снятию и установке канатной подвеске должны вестись с переносных лестниц-площадок или специальными приспособлениями с пола или передвижной площадке. Расстояния между траверсой подвески полированного штока и устьемым сальником при крайнем нижнем положении головки балансира должно быть не менее 20 см.

Установку противовесов следует выполнять при положении балансира, соединенным с кривошипом и полированным штоком. При уравновешивании станка-качалки, перестановки пальцев кривашипов и динамометрировании для фиксации требуемого положения балансира следует пользоваться исправным тормозным устройством. При перестановке пальцев, освобожденные шатуны следует надежно крепить к стойке станка-качалки, а головку балансира - канатом за раму станка-качалки или за обсадную колонну. Следует проверять надежность болтовых шпоночных соединений станка-качалки. Эта работа проводится при остановленном станке-качалке и вывешенном на отключающем устройстве знака безопасности “Не включать “, “Работают люди”. Снимать и надевать клиновые ремни необходимо только после их ослабления передвигая электродвигатель на салазках в направлении редуктора. При этом поворачивать шкив станка-качалки следует только с помощью тормоза. Количество ремней должно быть не менее пяти. Ремни должны быть подобраны по профилю и соответственно натянуты.

Противопожарные мероприятия

При возникновении пожара, загазованности или аварийной ситуации действовать согласно Плана ликвидации возможных аварий.

При проливе нефтепродуктов оператор обязан прекратить все работы, удалить пролитый нефтепродукт. В случае при обнаружении какой-либо неисправности, нарушающей нормальной режим работы станка-качалки или создающей угрозу работникам, станок-качалка должен быть остановлен. Руководство цеха должно быть извещено об аварийной остановке станка-качалки. При несчастном случае оказать первую медицинскую помощь пострадавшему, согласно Инструкции по оказанию первой помощи пострадавшим. Сообщить руководству цеха. По окончании работы убрать рабочее место, привести в порядок инструменты и рабочие приспособления. Промасленный обтирочной материал следует складывать в специальные металлическими ящики с крышками с последующей его регенерацией или уничтожением. Обслуживающему персоналу необходимо обязательно проверять наличие защитных кожухов, ограждений на оборудовании перед пуском его в работу после проведения ремонта. После окончания работ необходимо выполнить требования личной гигиены.

Охрана недр и окружающей среды. Охрана недр при эксплуатации скважин оборудованных ШСНУ

В последние годы во всем мире повышенное внимание стало уделяться вопросам экологии. Деятельность предприятий в правовом государстве регламентируется большим количеством документов, которые направлены на уменьшение вредного воздействия отходов производства на окружающую среду. В настоящее время введена практика лицензирования всех видов деятельности предприятий, в том числе и пользования недрами - добычи нефти и воды. В лицензионных соглашениях оговариваются условия, при которых предприятию - недропользователю разрешается добывать нефть и несоблюдение их может повлечь за собой отзыв лицензии, а следовательно, и прекращение деятельности предприятия. В нашей стране сложилась такая ситуация, когда лозунг «Нефть - любой ценой» изжил себя, нам - нефтяникам, стало невыгодно добывать нефть любыми средствами. Основными причинами загрязнения окружающей среды на объектах НГДУ являются: просевшая обваловка кустовых площадок и факельных амбаров, отработка скважин в рекультивированные шламовые амбары, несвоевременная откачка жидкой фазы из амбаров и дренажных емкостей, низкий уровень контроля за состоянием промысловых трубопроводов со стороны обслуживающего персонала цехов добычи нефти. Промысловые объекты нашего управления расположены на Лянторском и Маслиховском месторождениях, рельеф которых осложнен большим количеством рек, озер, непроходимых болот, высоким уровнем грунтовых вод. В наследство нам, сегодняшним нефтяникам, работающим на Лянторе, достались трассы трубопроводов, проложенные по самым недоступным болотам, факела ДНС и факельные амбары, расположенные на берегах озер и болот. Большое количество кустовых площадок расположены в водоохранной зоне реки Пим и малых рек, озер, болот. Все они сообщены между собой. В такой ситуации малейший разлив нефти приводит к экологической катастрофе. Поэтому большое внимание НГДУ уделяет предупреждению аварий на трубопроводах. Основным профилактическим средством для предотвращений аварий на нефтепроводах стала защита их от коррозии. Для этих целей применяются ингибиторы коррозии Корексит-ПОбА и Корексит-6350 производства фирмы Налко-Эксон (Великобритания). Основным объектом защиты стал нефтепровод ДНС-16 - ЦППН. В Великобритании закуплена система мониторинга коррозии фирмы Кормон, позволяющая не только следить за коррозионными процессами в трубопроводах, но и оптимизировать ингибиторную защиту. Силами лаборатории диагностики нефтепромыслового оборудования, созданной в 1994 году ежегодно проводится свыше 2500 замеров толщины стенок \ трубопроводов, в результате чего отбраковывается свыше 50 км трубопроводов. Замена отбракованных труб включается в программу капитального ремонта трубопроводов. Для ликвидации нефтяных разливов с 1995 года в НГДУ «как и в других нефтегазодобывающих управлениях ОАО «Сургутнефтегаз», применяется уникальное нефтеуборочное оборудование фирмы Вайкома (Великобритания). Это 12 единиц нефтесборщиков-скиммеров разной конструкции («Си Девил», «Мини Фасфлоу», «Комара 12», «Дельта», «Пауэрвак») с различными принципами сбора , включая вакуумный, экскаваторный, налипания нефти разной вязкости в разных погодных условиях; переносные быстроразвертываемые речные боны с воздухонагнетателями; переносные самоподнимающиеся резервуары «Вайкотенк» для временного хранения нефти; различные сорбенты для сбора нефтяной пленки - боновые, рулонные, пластинчатые. Это оборудование позволило нам приступить к ликвидации разливов на водной поверхности болот и озер, чего раньше мы делать не могли, и что привело к такому большому количеству загрязнений на Лянторском месторождении. В этом году закуплены новейшие разработки этой же фирмы, что еще более повысит эффективность работ по ликвидации нефтезагрязнений. Если вопрос ликвидации нефтяных загрязнений с водной поверхности в настоящее время решается при помощи оборудования Вайкома, то вопрос рекультивации грунта до сих пор не решался. ОАО «Сургутнефтегаз» не удавалось найти оборудование, которое удовлетворяло бы поставленным техническим условиям. Но в 1996 году такое оборудование было найдено и закуплено в США. Это центр по отмыву нефтезагрязненного грунта фирмы ЭПКО будет смонтирован и запущен в работу на Лянторском месторождении. Впервые в регионе будет смонтировано и запущено в работу оборудование, позволяющее обезвреживать грунты и нефтешламы, тем самым будут решаться вопросы утилизации отходов производства. Ежегодно разрабатывается и согласовывается с Сургутским межрайонным комитетом природоохранные мероприятия (Программа «Экология»), затраты на выполнение которых из года в год увеличиваются.

Охрана окружающей среды

а) Характеристика климатических условий:

в Сургутском районе, Тюменской области с географической широтой 61° с.ш. Климат района расположения объектов предприятия характеризуется суровой продолжительной зимой, сравнительно теплым, но коротким летом, короткими переходными периодами - весной и осенью, резкими колебаниями температуры в течении года, месяца, суток. В геоморфологическом отношении район деятельности расположен на поверхности I, II и III надпойменных террас р.Оби. На территории месторождений встречаются 4 типа ландшафтов: суходольные участки, болота, озера, поймы рек и озер. Почвенно-растительный слой 0,1- 0,3 м, уровень грунтовых вод -0,5 - 0,9 м. Около 64 % территории занимают болота и озера. Уровень болотных вод изменяется в пределах 0 - 0,5 м в зависимости от времени года и ландшафта. На территории месторождений множество озер. Берега озер низкие ( 0,5 -1,0 м), глубина до 0,5 м.

б) Характеристика экологического состояния :

Объекты деятельности Сургутском районе на площадях месторождений нефти и имеют в своем составе 19 технологических площадок, обеспечивающих добычу, подготовку и транспортировку нефти и попутного газа. Основная компоновка технологических площадок включает в себя следующие технологические объекты: ДНС, котельная, факела высокого и низкого давления, аварийные резервуары, насосы, сепараторы, обслуживаемые скважины, а на некоторых площадках -нагреватели, отстойники. Все технологические площадки месторождения объединены в 7 цехов добычи нефти и газа, на Маслиховском месторождении находится участок добычи нефти и газа № 1, основным видом продукции которых являются нефть и газ и имеют объемы выпускаемой продукции. Все объекты НГДУ значительно разбросаны по территории месторождений и удалены друг от друга. Все объекты промыслового назначения построены в соответствии с проектами на обустройство месторождений, разработанными институтом "Гипротюменнефтегаз" и согласованными с Тюменским областным комитетом по охране природы. Все объекты построены на территориях, специально отведенных для них. При обустройстве месторождения производится отвод земель во временное пользование, после чего производится их рекультивация и возврат их в гослесфонд. В результате разработки месторождений, их обустройства и их расширения происходит нарушение и рекультивация земель

Технологическая система сбора и подготовки нефти в НГДУ "Лянторнефть", как и во всех аналогичных предприятиях представляет собой герметичную, не сообщающуюся с атмосферой, систему (кроме резервуаров). Основными технологическими источниками загрязнения природной среды по НГДУ"Лянторнефть" являются:

- факела низкого и высокого давления ;

- нагреватели нефти, котельные;

- сепараторы, отстойники, резервуары, насосы;

- промысловые скважины и замерное оборудование .

Существенное влияние на загрязнение природной среды оказывают выбрасываемые на рельеф нефть, газ, подтоварная и сеноманская вода при авариях на оборудовании и трубопроводах. Основными вредными веществами, выбрасываемыми в атмосферу при сборе, подготовке и транспорте нефти и газа по НГДУ "Лянторнефть" являются: углеводороды, окислы азота и углерода, сажа. Уровень загрязненности атмосферы контролируется двумя лабораториями : ЦНИПРа НГДУ и ИЭВЦ ОАО "Сургутнефтегаз". Как видно из анализа, состояние атмосферного воздуха на объектах НГДУ "Лянторнефть" по основным показателям, кроме углеводородов, находится в пределах допустимых норм. Превышение ПДК по углеводородам связано с выявлением в процессе работы большого количества скважин с высоким газовым фактором (свыше 500 мЗ/мЗ), а также со сложностью проведения теплотехнической наладки печей ПТБ-10. Все скважины выведены из работы в консервацию или бездействие с тем, чтобы контролировать текущее насыщение пласта, первоначально газонасыщенного, при его изменении. Скважина включается в работу как обычная нефтяная. Превышение ПДК по выбросам вредных веществ от нагревателей нефти происходит по причине несовершенства их конструкции. Снижение выбросов вредных веществ до ПДК возможно только с заменой печей на более совершенные. Отечественной промышленностью таковые не выпускаются. В процессе эксплуатации появляются скважины с межколоннымй перетоками. Они выводятся из работы для проведения на них ремонтно-изоляционных работ.

Размещено на Allbest.ru